观韬解读│印尼2025年清洁能源新政解读

 作者：沈朔宇 徐荣元

2025年5月26日，印度尼西亚能源和矿产资源部（以下简称“MEMR”或“能矿部”）召开新闻发布会，正式启动印尼国家电力公司（“PT PLN”）《2025-2034年电力供应业务规划》（以下简称“RUPTL”）。这是继2025年3月能矿部颁布《可再生能源购电协议指南》（MEMR Reg 5/2025）以来，印度尼西亚（以下简称“印尼”）政府在清洁能源领域里又一大政策转向。

本文将聚焦本年度印度尼西亚购电协议（PPA）2025年条例和《2025-2034年电力供应业务规划》（RUPTL）两大规则性文件，围绕相关修订背景和外部事件，对印尼政府关于其国家能源可持续性及可再生能源投融资问题的政策现状与目标调整进行解读。

一、新政出台背景

PPA法规在《2022年第112号总统令》（PR 112/2022）基础上发展而来，对2017年第10号能矿部条例中关于利用可再生能源的发电厂购电协议的基本原则进行更新与完善，展示了印尼政府基于近些年项目实践经验所推动的可再生能源监管框架的重大进展，意在构建更清晰、更公平以及风险分配更合理的新一代合同范本。

新版RUPTL则主要是为了替代此前于2021年9月28日发布的《2021-2030年电力供应商业计划》（2021-2030 RUPTL）。文件引言部分指出，旧计划是基于过去的预测，考虑到实际电力负荷增长、未纳入的大客户潜力以及项目完成情况等因素，外部动态条件的发展导致电力供需在空间、时间和容量上出现了新问题（如区域供应的结构性矛盾），与当前实际需求脱节，有必要对RUPTL进行调整和转型。作为未来十年国家能源战略的关键指导文件，新RUPTL计划由印尼能源与矿产资源部主导，印尼国家电力公司负责具体执行，旨在应对电力需求增长、能源安全挑战及2060年净零排放目标。

通过推行2025年版PPA与RUPTL，印尼政府计划加快可再生能源的整合进程，推动能源战略转型及绿色能源普及，将能源转型雄心转化为对投资者和金融机构具有高度吸引力和可操作性的标准化合同框架。

二、两大文件主要内容指引

（一）PPA新增主要内容及比对

印尼早期的购电协议监管框架主要由2017年第10号能矿部长条例确立，适用于所有类型的发电厂，包含了燃料供应等条款。2025年第5号能矿部长条例对可再生能源发电项目提供了更具针对性的购电协议指导原则，新增了对电力安装认证、使用印尼国内产品与环境/碳经济属性等强制性条款的要求，建立了独立且灵活的法律框架。可再生能源发电项目的购电协议须同时符合2017年和2025年条例的规定。新条例的过渡条款指出，已在本条例发布前签署的现有PPA不受影响，除非经过续签，届时需符合新条例要求。不过，对于当前处于招标阶段至投标书提交阶段的项目，应当适用新条例。

2025年条例通过引入更明确的定价与期限机制、优化风险分配、制定间歇性电源专属条款以及本币支付要求，强化了可再生能源项目的法律确定性与可融资性，为印尼的能源转型注入强劲的活力。

1、电力采购与支付

（1）购电协议期限与定价：PPA合同最长期限为30年，自商业运营日起算，期满后可协商延长且无需重新计算初始投资成本，延长期电价基于10年后的最高基准价格。这意味着可再生能源IPP（Independent Power Producer）可以无限期保有其电力项目的私有权，其开发的可再生能源项目不再受传统建设-自有-运营-转让（Build-Own-Operate-Transfer, BOOT）模式约束，而可能转为采用建设-自有-运营（BOO）模式或双方商定的其他创新模式。

（2）购电依据：基于可用率或合同能源量，超量采购受到限制且价格最高为购电协议价格的80%。

（3）支付货币与结算规则：付款必须使用印尼盾，并根据雅加达银行间即期美元汇率进行结算。

2、针对间歇性可再生能源电厂的特定条款

（1）能源产出预测：发电开发商需向PT PLN提交基于历史数据的能源生产估算，满足准确度标准，以降低对系统备用容量的需求。

（2）储能系统：若配备储能系统，电力销售根据交易点记录的能量计算，发电开发商需在储能系统寿命结束时自行承担费用进行更换，且新技术不得低于原技术标准。

3、权责划分与风险分配

新指南更为明确地界定了因政府审批延迟、法律变更等造成的项目延误风险。例如，若因PT PLN原因导致无法按时完成测试和调试，电站可视为已满足调试要求。其中不可抗力条款不仅限于发生自然灾害的免责，还将武装冲突、特殊发现（在发电厂场地或特殊设施发现危险物品或历史文物）等情形囊括在内。通过PPA的调整，印尼国家电力公司（PT PLN）与独立发电商（IPP）之间的风险分配机制得到优化，大大提升了政府开发项目的可融资性。

IPP责任主要为提供最高为项目总成本10%的履约保证金，以确保电站性能达标，并承担项目开发阶段的土地清理、许可获取、建设进度、货币可兑换性、电站性能保障以及特定类型电站的燃料供应风险。PT PLN作为购电方，承担电力需求、输配电系统可靠性及汇率波动风险，按协议全额采购合同电量，并对超出部分享有以不超过合同电价80%的折扣价选择性购买的权利。这一风险分配框架遵循“风险由最适宜管理的一方承担”的原则，明确双方权责，增强了项目银行性，为投资者提供了更稳定的收益预期。

4、所有权转让机制与再融资权利

（1）所有权转让机制：在不影响项目公司资质前提下，允许IPP将所有权转让给直接拥有超过90%股权的关联公司或贷款机构。

（2）控制权变更限制：在电站达到商业运营日（COD）前，原则上项目公司被禁止发生控制权变更，以保障项目稳定执行；但例外情形下，PT PLN允许IPP向关联方（直接或间接持股超过90%的母公司或子公司）转让股权或为行使“贷款人介入权”向贷款机构转让股权。上述转让均需获得PT PLN的书面批准，并确保不影响项目公司的资质和履约能力。

（3）再融资权利：独立发电商（IPP）享有明确的再融资权利，且该条款未对行使权利的时间设定限制，仅需向PT PLN进行事前通报。该机制使得发电商可在PPA期限内为优化资本结构、降低融资成本而进行债务重组，有助于提升项目现金流和盈利能力，间接使PT PLN通过可能的电价调整受益。

上述规定在保障PT PLN购电方权益的同时，也为开发商提供了必要的资本运作灵活性。

5、环境属性归属

碳信用、可再生能源证书（RECs）及其他环境属性的所有权，首先遵循印尼现行法律法规的明确规定。在无明确法律规定的情况下，其归属由印尼国家电力公司与独立发电商在购电协议中通过协商确定。由可再生能源项目产生的碳信用、绿色证书、减排证书（SPE）等环境属性，明确其相应的交易权利明确归属于项目所有者。这为开发商参与国际碳市场交易、获取绿色溢价或额外收益提供了法律依据，支持各方实现可持续发展目标，并促进环境权益的货币化。

（二）RUPTL主要内容及核心目标

印尼国家电力公司确立了未来十年里各种能源类型的新增装机容量目标，计划到2034年新增6950万千瓦（69.5 GW）的电力装机容量（包括印尼国家电力公司自有项目、独立发电项目以及储电容量），其中76%的新增装机将来自太阳能、水力、风能和地热等可再生能源及电池、抽水蓄能的储能系统。届时，可再生能源占比提升至34.3%（2024年仅12%），煤电占比降至20%以下。

1. 能源开发计划分为两个阶段，各阶段目标如下

2025-2029年：此阶段为多元化布局，主要聚焦于气电、煤电及储能系统的初步建设。预计将完成2790万千瓦的电力装机容量建设，具体包括920万千瓦的气电、122万千瓦的可再生能源（包括光伏、风电、核电、水电、生物质能等在内的新型能源）、300万千瓦的储能系统，以及350万千瓦的煤电，平衡间歇性供电。

2030-2034年：此阶段将加速推进可再生能源和储能系统的建设，计划开发3770万千瓦的可再生能源与储能系统，以及390万千瓦的煤电与气电。

2. 发电领域发展战略

PT PLN发电系统的规划旨在使规划期内所有电力供应总成本的净现值（NPV）达到最低，通过运用电厂成本净现值计算模型，对各电厂进行价值评估和排序，优先调度净现值较低的电厂进行发电，以此实现发电成本最小化。在追求最低成本的同时，兼顾系统特定的可靠性标准，即负荷丧失概率（LOLP）小于0.274%（约等于一年中停电一天的概率）。这一标准决定了系统所需的备用容量率，为保障供电稳定性，全系统备用容量率不低于30%。同时，PT PLN明确了印尼各地区在可再生能源开发中的重点方向，因地制宜分类施策，对大型互联电网（如爪哇-巴厘、苏门答腊系统）和离网小型系统（及孤立系统）采取不同而富有特色的技术开发路线：前者作为印尼电力主要负荷区，开发规模大，优先发展运行成本低的基荷电厂如燃煤电厂，以及天然气电厂、抽水蓄能电站等灵活电源以应对峰值负荷；后者主要为偏远地区，采用替代燃油的清洁能源高效技术，目标是逐步实现“去柴油化”。这一发展计划不仅将提高印尼国家电网的稳定性，还将加速农村电气化进程，并推动全国范围内能源公平分配与可持续发展。RUPTL还着眼长远布局，制定了核电发展的初步战略，计划在2030至2034年期间，于苏门答腊和加里曼丹两大电网区域内，启动核电站建设项目。

3. 输配电领域发展战略      

为支撑新增装机容量，保障可再生能源接入与消纳，印尼国家电力公司同步大力开展输电基础设施建设，预计扩建近4.8万公里输电线路、新增变电站变压器容量为107,950兆伏安（MVA），构建“绿色赋能超级电网”，实现跨岛屿电网互联与电力调配，有效促进输配电网络升级扩容。

4. 投融资概况     

为加速清洁能源项目开发并支持经济增长，印尼《2025-2034年RUPTL》规划通过未来十年电力项目带动总额约2,967.4万亿印尼盾（约合1855亿美元）的投资需求。根据规划，发电领域的投资将高度依赖私营资本，约73%的新增发电容量计划（尤其是新能源和可再生能源及燃气发电容量）由独立发电商（IPP）开发和资助。按投资额计，相当于一个约1400亿美元（按2133.7万亿印尼盾换算）的投资规模，这向全球私营金融界提供了巨大的市场机遇。此举主要是基于PT PLN自身融资能力有限，需通过引入私营资本来共同实现宏大的能源转型目标。其余部分如输电、配电等电网基础设施的投资仍主要由PT PLN集团负责。该计划体现了印尼政府在电力领域大力推动公私合作（PPP）的坚定决心，旨在构建一个以国家规划为主导、私营资本广泛参与的电力发展新格局。

2025-2034年RUPTL不仅是一份能源基础设施投资蓝图，更是一份重要的经济社会发展规划。在庞大的投资数据背后，新RUPTL还强调了其在创造就业方面的积极作用，预计计划实施后将释放超170万个就业岗位的潜力，其中发电领域超过76万个职位（约占91%）是绿色工作岗位。

三、核心启示小结
  （一）投资机遇

1. 重点投资领域

印尼的可再生能源投资正迎来结构性机遇，在发电、电网及衍生领域均呈现明确的发展导向与合作空间。在发电领域，光伏、风电及地热项目被列为优先发展方向，并积极向外资开放。其中，苏拉威西、加里曼丹等资源条件优越的区域已成为重点布局地区，具备较高的投资价值和开发潜力。在电网基础设施领域，为提升新能源消纳能力和系统稳定性，智能电网、储能系统以及跨海电缆等互联互通项目需求迫切，为具备技术集成和工程实施能力的企业提供了重要参与机会。此外，与能源转型紧密关联的衍生产业生态也在快速成长，包括电动汽车产业链、碳信用开发与交易服务、绿色金融产品等配套领域，均展现出广阔前景。这些板块与可再生能源项目之间具备显著的协同效应，有望共同构建绿色低碳的产业体系。

2.主要合作模式

现行的主要模式为PT PLN的子公司通过与私营合作伙伴的合资企业持有IPP项目15%至51%的股权。RUPTL“II.3 输电及变电站发展战略”部分详细说明了未来融资与合作模式，除公私合营模式（PPP）外，PT PLN也对其他符合政府法规和政策的输电开发融资及商业模式选项持开放态度，包括政府支持模式（PMN）、伊斯兰融资如IMBT（租赁到期后转让所有权）和延期支付计划等创新采购模式，有待市场参与者进一步探索。

（二）风险提示

一些机构在对新RUPTL文件的解读中预测，新计划中可再生能源装机容量目标被大幅下调降低，印尼在中短期内可能回归对化石燃料的依赖，“标志着未来印尼能源转型路径的重大偏离”，这类说法和背后隐含的政策与执行的差距一定程度上动摇着投资者信心，带来政策方向的不确定性。从印尼重要服务改革研究所（IESR）发布的《印度尼西亚能源转型展望2024》报告中可以看出，可再生能源的发展总体依然较为滞后，不仅体现在能源结构占比低和装机容量进展迟缓，国内金融支持、投资资金缺口和社会准备度等方面均存在问题。

事实上，印尼可再生能源项目的融资普遍依赖国际资本，本地银行体系对绿色能源支持能力有限，融资成本可能偏高。在交易中，项目多为美元计价、印尼盾结算，受近年来印尼盾的持续贬值影响，币种错配带来汇率波动风险，项目实际收益在汇兑过程中易产生折损，进而削弱其偿债能力与投资回报水平。与此同时，本地再融资渠道有限，企业难以通过优化债务结构缓解中长期财务压力，影响项目全生命周期的资本配置效率。[1]

除了能源新政面临的严峻现状和企业的融资困境，印度尼西亚宪法法院（“MK”）长期以来对电力拆分业务的否定态度及39号违宪裁决，也可能对PT PLN与IPP的合作带来不容小觑的影响。裁决所禁止的“业务拆分模式”，特指允许私营资本拥有并运营与发电业务捆绑的输电线路等网络设施（即“非捆绑模式”）。基于RUPTL的指引，企业应当停止规划任何涉及自有输电资产的“非捆绑”项目，已经规划或正在开发中的项目需采用新的合规结构，将已由IPP建设的输电资产出售或移交给PT PLN，做到资产所有权与运营权的分离。对于企业而言，顺应“国家控制网络资产”这一规则是在把握印尼巨大市场机遇中规避风险的关键。

（三）行动建议

印尼可再生能源IPP项目的成功融资可能将高度依赖于PT PLN购电协议中关键条款的设计与谈判，尤其在调度权与限电补偿、电价设定与调整机制、终止权与终止补偿等核心领域达成明确且可融资的条款，对吸引长期无追索权融资无比重要。

鉴于PT PLN的采购政策和流程持续演进，项目开发商及投资方应在开发初期主动与PT PLN进行接触，深入了解其最新的规划和招标要求，密切跟踪RUPTL年度修订，确保项目设计与PT PLN的战略重点和合规要求保持一致。 

综上所述，我们建议相关企业积极把握当前的政策窗口期，在深入理解本地合规要求的基础上，通过战略合规合作抢占绿色经济先机，同时关注动态调整中的风险管控。本所团队将持续深度解读印尼清洁能源领域的最新政策与商业实践，为企业出海提供从政策解读到交易落地的支持。

[1] 赵国盟.张咸润.《印尼可再生能源投资机遇分析》.国际工程与劳务. 2025 (09) .